勘探与钻采工程
提高采收率再造一个塔河
2008/10/16
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来源：中国石油石化工程信息网
[中国石化报2008年10月14日 中国石化西北油田分公司近年来以“解放思想、强化油藏精细描述，开拓创新、敢于突破禁区，摆脱传统观念束缚、不断挑战极限”为指导思想，通过加密井网、老井侧钻、储层改造、注水替油和停躺井修复“五大工程”的实施，在努力提高油田采收率方面取得了较好效果，采收率由2001年油田开发初期的31.6%上升到目前的34.8%，上升3.2个百分点。
西北油田分公司目前的主力开发油田是属于以缝洞发育为主的奥陶系碳酸盐岩油藏的塔河油田，其次是西达里亚油田和巴什托油田，探明面积1111.3平方千米，探明石油地质储量76219万吨。油田综合含水43.2%，采油速度1.5%，采出程度8.2%。
作为中国石化重要上产阵地，西北油田分公司在边勘探、边开发的指导思想下，通过多种举措不断提高油田采收率。2004年，西北油田分公司提出“塔河之外找塔河，塔河之下找塔河，提高采收率再造一个塔河”、“建设千万吨级大油田”的战略目标。在油田开发过程中，在以加密井网、侧钻和酸压为提高采收率主要技术手段的基础上，创新性地进行碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油和多井单元注水试验，使近几年采收率较大幅度提高，也创新了缝洞型油藏提高采收率技术。
对碎屑岩油藏实施井网加密，改善开发效果
碎屑岩油藏边底水活跃、产层少、平面和纵向上调整手段单一，油藏依靠天然能量开发，由于底水活跃、能量强、采油速度快和开采强度大，造成井的底水锥进，含水上升快，从而影响采收率，因此主要采取逐步完善井网的方式提高储量控制程度，增加可采储量。目前投入开发碎屑岩油藏9个，均采用水平井加直井开发井网，开发方案部署基础井网131口，针对1、2、9区及西达里亚等主力油藏部分区域含水上升较快、井间储量控制程度不够、存在剩余油的情况，陆续实施油藏井网完善井24口，逐步提高储量控制程度，改善了大底水薄油层油藏开发效果，增加可采储量298万吨，油藏采收率提高5.7%。
对碳酸盐岩油藏实施老井侧钻和加密井网，提高区块产能
因为构造及岩溶作用形成的储集体非均质性极强，缝洞在平面上连续性很差，目前利用缝洞识别技术和储层预测技术寻找未动用储集体，部署老井侧钻或加密井。根据地球物理技术和地质综合研究及现场实践效果总结，优选目标为地震反射特征具有串珠强反射、杂乱反射及局部构造高点以及振幅变化率在200～300的区域。若储集体在附近井距600～700米的区域内，则利用已有低产、低效以及停产的无潜力井实施老井侧钻，提高储量平面上的动用程度。对井距大于1500米以上的井间潜力就打加密井。针对奥陶系油藏套管下入深度在奥陶系油层上部，老井侧钻只能沿储层顶面钻进的特点，逐步探索形成平均造斜率为0.8～1.4度/米、轨迹优化、滑动与滚动钻进结合、随钻测量、柔性倒装钻具组合、钻具防脱等短半径水平井钻井系列技术。自2000年实施第一口侧钻井以来，老区老井共侧钻98口，增加可采储量239.2万吨，覆盖7个开发单元8951万吨储量，提高采收率2.7%。
对碳酸盐岩油藏实施酸压改造，提高纵向和平面的储量动用程度
由于纵向上缝洞储层呈多层发育的复杂叠置状态，纵向上存在多套缝洞体，油井在生产时出现动用程度不均的情况，因此在老井高含水或低产时，针对上部或下部地震响应特征明显、测井评价好的储层段进行酸压改造，提高储量动用程度。针对前期酸压效果较差的井，提高泵压、排量及利用新压裂液体系进行重复酸压，沟通横向上原没有连通的缝洞，取得了一定的效果。
通过研究与实践，针对塔河碳酸盐岩油藏存在底水、储层发育具有分层性、储集体埋藏深等难题，分公司形成了高效酸直接造缝酸压工艺技术、超深储层深度酸压改造工艺技术、控缝高酸压工艺技术、大前置液量酸压工艺技术、长裸眼段分段酸压技术和碳酸盐岩储层水力加砂压裂技术，并形成了可满足不同温度、储层类型需求的压裂液体系、胶凝酸体系、变黏酸体系和乳化酸体系，目前正在研究冻胶酸体系和转向酸体系。随着技术的不断进步，酸压改造的成功率大幅度提高，由2004年的42%上升到目前的73%。自1999年10月对TK405井实施第一次酸压储层改造以来，塔河油田老井共进行酸压储层改造182井次，新增可采储量194万吨，覆盖储量11580万吨，提高采收率1.7个百分点。
单井、单元注水替油，降低自然递减和增加可采储量
能量和储量规模较小的定容单井，生产初期因能量不足，产量递减迅速，累计产油量很低，地层中的油无法采出，采用注水替油的方法，补充地层能量并利用油水重力分异作用，开井后可恢复周期生产。目前，塔河油田奥陶系油藏共实施注水替油69口井，412个注水周期，平均单井增油0.53万吨。新增可采储量124万吨，覆盖储量1791万吨，提高采收率6.9%。分公司通过现场试验及综合研究，已经初步形成单井缝洞单元注水替油的技术标准，并推广应用。
塔河碳酸盐岩油藏多井缝洞单元按照天然能量评价标准划分为三类：Ⅰ类缝洞单元，天然能量较充足，水体发育，开发过程中，油井含水上升快，产量递减较大；Ⅱ类缝洞单元，具有一定天然能量，油井能量下降明显，含水上升、产量下降较快；Ⅲ类缝洞单元，天然能量不足，油井表现出衰竭式递减，产量下降快。单元注水提高采收率的机理主要有两种：一是补充能量，对于能量较弱的单元，通过注水在补充能量恢复产能的同时，垂向上依靠油水重力分异作用将缝洞中的原油置换至上部，达到降低含水、提高采收率的目的；二是改变驱油方向，主要是对于能量较充足、规模大的单元，注入水在平面上运动时可驱动前期开采时未动用的井间缝洞体的储量，扩大波及体积，增加可采储量。目前，采取低部位温和注水、周期性注水等模式，分别在22个多井单元进行注水试验，其中9个单元23口井产量明显上升，其他井不同程度地保持了产量的稳定，递减速度减缓。注水开发降低全油田自然递减近2个百分点，增加可采储量398万吨，覆盖储量9834万吨，提高采收率4%。
修复停躺井，提高储量动用程度
2005年以来，西北油田分公司对长期停躺井进行全面复查，重新认识停产井潜力，在股份公司的支持下，大力开展扶停产井工作，同时针对因井壁坍塌、井底落鱼等工程原因不能生产的井进行大修作业恢复产能。近年来大修停躺井60口，55口井有效，并形成超深井井壁坍塌处理、多落鱼打捞、电泵电缆处理等10余项井下作业技术系列，新增可采储量44万吨，覆盖储量5160万吨，提高采收率0.9%。 在开发过程中，随着对各类油藏认识的不断加深以及钻完井及采油工艺的不断进步，相应提高采收率的技术手段也不断增多并创新发展，西北油田分公司基本形成了加密井、侧钻、酸压、单元注水、单井注水替油等5项较为成熟的提高采收率技术。根据油田目前开发的实际情况，目前已开展攻关研究深抽、注气及注活性水等方面的机理研究及室内试验，按照“完善推广一批、攻关突破一批、研究准备一批”的思路，加强技术创新和技术集成，解放思想，不断地挑战自我、挑战极限，以形成和完善塔河油田提高采收率的技术系列。
